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現(xiàn)貨市場運營費:被忽視的成本

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【引言】136號文推動新能源全面市場化后,“產(chǎn)銷協(xié)同”已成為破解負收益、提升資產(chǎn)價值的核心命題。

本系列專題文章將圍繞“產(chǎn)銷協(xié)同”,以“痛點拆解→破局思路→落地方案”等維度逐步展開:首期聚焦產(chǎn)銷割裂引發(fā)的隱性成本,后續(xù)還將深入解析不同類型投資者的差異化破局之道、以及零硬件投入和分階段實踐的落地方案等內(nèi)容,持續(xù)助力新能源投資者在市場化競爭中精準(zhǔn)兌現(xiàn)收益。

隨著136號文及各省配套政策落地,新能源平價項目全面參與電力市場交易,固定電價時代“發(fā)電即盈利”的邏輯被徹底打破。不少投資者發(fā)現(xiàn),即便實現(xiàn)電量高發(fā),仍可能因未把控好隱性成本,導(dǎo)致收益空間被壓縮。

結(jié)合協(xié)合運維在電力交易服務(wù)領(lǐng)域的實踐經(jīng)驗,可以發(fā)現(xiàn),“市場運營費”正是當(dāng)前最易被忽視的關(guān)鍵成本之一,而這一成本之所以會造成收益流失,核心癥結(jié)正是行業(yè)普遍存在的產(chǎn)銷割裂問題。

新能源電站參與電力現(xiàn)貨市場時,需按規(guī)則分攤由市場組織方統(tǒng)籌的市場運營費用,不同省份的標(biāo)準(zhǔn)略有差異,平均約為0.03-0.04元/度。這意味著,無補貼的平價項目若在現(xiàn)貨市場以“零電價”申報發(fā)電,每發(fā)一度電就需承擔(dān)3-4分錢的固定成本,本質(zhì)上已陷入“發(fā)電即虧損”的被動局面。

造成這一問題的核心,在于生產(chǎn)與營銷部門的目標(biāo)錯位。從行業(yè)實踐來看,多數(shù)發(fā)電企業(yè)仍延續(xù)計劃電價時代的管理邏輯:生產(chǎn)團隊以“應(yīng)發(fā)盡發(fā)”為核心考核指標(biāo),在電網(wǎng)非主動限電時極少考慮自主限電;營銷團隊則聚焦電價波動與整體收益,需根據(jù)市場行情判斷發(fā)電的經(jīng)濟性。這種“生產(chǎn)追電量、營銷算成本”的割裂狀態(tài),導(dǎo)致很多發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨電價低于成本線時仍滿負荷發(fā)電,最終侵蝕整體利潤。

從行業(yè)現(xiàn)狀來看,這類問題的形成并非單一因素導(dǎo)致:

其一,歷史補貼政策的慣性影響。我國新能源補貼退坡進程始于 2018 年的“531 新政”;2020 年陸上風(fēng)電、光伏項目“平價上網(wǎng)”全面啟動;2021 年起新建新能源項目不再享受國家補貼——在此前的補貼時代,項目補貼電價顯著高于 0.03-0.04 元 / 度的市場運營費,即便承擔(dān)這部分隱性成本,仍能獲得穩(wěn)定收益,因此發(fā)電企業(yè)無需重點關(guān)注;

其二,部分投資者尚未完全適應(yīng)市場化“利潤導(dǎo)向”邏輯,對成本構(gòu)成的考量仍不夠細致;

其三,電力市場建設(shè)尚處完善階段,部分規(guī)則設(shè)計未完全精細化,也讓發(fā)電企業(yè)在成本核算上缺乏明確參考,部分平價項目業(yè)主在市場背景下的決策邏輯尚未完善;

對于平價項目而言,需要提前判斷現(xiàn)貨市場電價,在日前申報階段做好成本測算,必要時,在日內(nèi)或者實時市場主動調(diào)整出力,將有望通過提升整體度電均價實現(xiàn)收益優(yōu)化——這一操作雖未成為行業(yè)普遍實踐,但已是市場化轉(zhuǎn)型的必然方向。

下期預(yù)告

產(chǎn)銷割裂的痛點已明確,但不同類型的投資者面臨的轉(zhuǎn)型瓶頸各不相同:

傳統(tǒng)的電力行業(yè)投資者如何打破組織慣性?跨界投資人和財務(wù)投資人如何彌補專業(yè)能力短板?

下一篇將聚焦投資者的差異化特征,拆解產(chǎn)銷協(xié)同的精準(zhǔn)適配路徑。

來源:協(xié)合運維

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